聚表二元复合驱油剂及驱油方法

摘要

本发明涉及一种聚表二元复合驱油剂及驱油方法，主要解决现有技术中含表面活性剂的驱油剂存在高温条件下驱油效率差、使用浓度高问题。本发明通过采用聚氧乙烯聚氧丙烯醚烷基苯磺酸盐、低分子量聚合物及水配制的驱油剂及驱油方法，在驱油温度40~100℃、总矿化度>3000毫克/升产出水条件下，使地下脱水原油与驱油剂接触，将岩心中的原油充分驱替出来的技术方案，较好地解决了该问题，可用于低渗透油藏的三次采油生产中。

权利要求

1.一种聚表二元复合驱油方法，将驱油剂在驱油温度40～100℃、总矿化度>3000毫克/升产出水条件下，使地下脱水原油与驱油剂接触，将岩心中的原油充分驱替出来，其中所述的驱油剂以质量份数计，包括以下组分：(1)0.01～5.0份的聚氧乙烯聚氧丙烯醚烷基苯磺酸盐；

(2)0.01～3.0份的低分子量聚合物；

(3)90.0～99.9份的水；

其中(1)组分中聚氧乙烯聚氧丙烯醚烷基苯磺酸盐的分子通式为：式中：R1为C1～C20的烷基，R2为H或C1～C6的烷基，M为选自碱金属中的任意一种金属离子或铵基，m为乙氧基团EO的加合数，n为丙氧基团PO的加合数，m、n取值范围为1～

20中的任意一个整数，x、y为磺酸基团的个数，其取值范围为(x+y)为1～5；低分子量聚合物选自改性聚丙烯酰胺。

2.根据权利要求1所述的聚表二元复合驱油方法，其特征在于所述的驱油温度为50～

90℃。

3.根据权利要求1所述的聚表二元复合驱油方法，其特征在于所述组分(3)中的水为产出水，总矿化度为大于3000小于等于30000毫克/升、水型为NaHCO3型。

4.根据权利要求1所述的聚表二元复合驱油方法，其特征在于所述的低分子量聚合物为改性聚丙烯酰胺，是由丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸两种单体共聚而成的，两种单体摩尔比为80∶10，粘均分子量为300万～1000万。

5.根据权利要求1所述的聚表二元复合驱油方法，其特征在于所述碱金属为钠或钾；

R1为C4～C16的烷基；R2为H或C1～C4的烷基；m、n为2～10中的任意整数；(x+y)的数值为1～2。

6.根据权利要求5所述的聚表二元复合驱油方法，其特征在于所述碱金属为钠；R1为C8～C12的烷基；R2为H或C1～C4的烷基；m、n为3～8中的任意整数。

7.根据权利要求1所述的聚表二元复合驱油方法，其特征在于所述的低分子量聚合物为改性聚丙烯酰胺，是由丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸两种单体共聚而成的，两种单体摩尔比为70∶20，粘均分子量为500万～800万。

8.根据权利要求5所述的聚表二元复合驱油方法，其特征在于所述碱金属为钾；R1为C6～C10的烷基；R2为H或C1～C3的烷基；m、n为4～7中的任意整数。

说明书

聚表二元复合驱油剂及驱油方法

技术领域

[0001] 本发明涉及一种聚表二元复合驱油剂及驱油方法。

背景技术

[0002] 近年来国内外针对低渗透油藏通过化学驱提高采收率的可行性研究表明，化学驱同样可以用于低渗油藏提高原油采收率，其中研究较多的是聚合物驱。低渗油藏由于低孔低渗的特点，存在启动压力梯度，因此聚合物驱对低渗油藏的适应性问题最主要的是聚合物的粘度及注入压力问题，而聚合物粘度主要由聚合物的相对分子质量及注入浓度决定的。1984年Ball和Pitt最早确定了聚合物能通过而不发生堵塞的条件，即油层孔隙半径与聚合物分子回旋半径比值α大于4。Ferrell指出烷基聚氧乙烯醇硫酸盐表面活性剂可以降低聚合物注入压力；Miller采用复合低浓非离子表面活性剂使聚合物溶液的注入能力和流度性质得到改善。

[0003] 对低渗油藏而言，表面活性剂具有降低界面张力、改变润湿性、引起乳化作用、减少岩石颗粒对油的吸附力，增加油在水中溶解度，降低原油的粘度，减少启动压力梯度，增加原油可流动性等作用。目前国内驱油用表面活性剂的筛选主要依据其降低油水界面张力的能力，而国外选择驱油用表面活性剂和助表面活性剂的依据是驱油体系和原油的相态行为：(1)形成大的中相微乳；(2)最佳含盐度下具有高的增溶参数；(3)不能出现层状液晶等粘稠相。1973年，Healy和Reed首先用三相图研究微乳体系，此后经Healy、Reed、Nelson、Pope、Huh的工作，建立了驱油效率与相特性的关联、增溶参数和界面张力的关联。虽然相态行为是基于微乳驱等浓表面活性剂驱开展的研究，但理论体系较为完整，所以国外高效表面活性剂驱油体系的筛选仍是以此为基础的。表面活性剂驱可大幅提高采收率，是一种极有前途的提高采收率方法，中国专利CN1458219A公开了一种三次采油应用的表面活性剂/聚合物二元超低界面张力复合驱配方，其中使用的表面活性剂是石油磺酸盐或以石油磺酸盐为主剂加稀释剂和其它表面活性剂复配的复合表面活性剂，其组份的重量百分比为石油磺酸盐50～100%，烷基磺酸盐0～50%，羧酸盐0～50%，烷基芳基磺酸盐0～35%，低碳醇0～20%，该面活性剂活性差、驱油效率低，表面活性剂体系过于复杂；中国专利CN86107891 、CN02103698、 CN02103697等报道了以烷基苯磺酸盐复配表面活性剂体系应用于提高原油采收率，由于驱油体系为复配化合物，实际应用会出现色谱分离等问题。尽管表面活性剂在中高渗油藏是驱油剂的重要组份之一，但由于表面活性剂在地层中的吸附及指进现象比较严重，其在低渗油藏中应用并不广泛。目前现场中用于低渗油藏的表面活性剂主要起降压增注的作用。国外BP公司，Big Sinking油田，国内河南，中原，胜利和大庆油田等均在低渗透区块的试验井开展了现场试验，降压幅度多在14%~60%之间。

[0004] 低渗透油藏单独聚合物驱时只能在水驱基础上提高采收率5%左右，单独表面活性剂驱也不高，另外在中高渗油藏使用较好的三元复合驱油体系，因碱的存在会引起地层及井筒结垢，这对低渗透油藏来说是极其不利的。聚合物/表面活性剂二元复合体系在多孔介质的渗流过程中能够降低油水界面张力，改变多孔介质的润湿性从而降低毛细管阻力，使原油乳化形成乳状液，提高原油采收率。同时，复合驱还能够降低低渗透油层启动压力，起到降压增注的效果，具有更强的流度控制能力，提高了后续水驱在油层中的注入能力，从而有效的开发低渗透油层。因此研究聚合物/表面活性剂二元驱提高低渗油藏采收率具有重要意义。高明等指出新型磺基甜菜碱表面活性剂SLB-13具有良好的界面活性，其6
与低相对分子质量(4.8×10)聚合物的复配体系提高采收率的幅度可达10%以上，而且复配体系注入时的最高压力梯度与水驱时相差不大，可用于低渗透油田提高采收率。大庆石油学院的陈涛平指出在渗透率变异因数为0.72的纵向非均质低渗透油层中，由于活性水驱指进现象严重，其不能有效提高原油采收率，而注入超低界面张力活性剂与低相对分子质量聚合物复配的二元体系段塞，能够有效控制超低界面张力活性水的粘性指进，提高采收率。

[0005] 我国化学驱油技术较为先进，现场配套工艺完善，开展化学驱油技术在低渗油藏的应用研究对低渗油田的开发具有重要意义。低渗油藏二元复合驱的提出，既充分发挥了表面活性剂的驱油效果，同时又具有流度控制作用。针对低渗透油藏，我们理应寻求一种在-2 -4高温 (地层温度大于80℃)下结构稳定，并能与原油形成10 ～10 mN/m超低界面张力，有效提高原油采收率的表面活性剂/低分子量聚合物二元复合驱油体系。

[0006] 本发明所述的正是这种在无碱情况下，适合于高温低渗透油藏的二元复合驱油体系、制备方法及其在三次采油中的应用。

发明内容

[0007] 本发明所要解决的技术问题是现有技术中含表面活性剂的驱油剂存在高温条件下驱油效率差，使用浓度高的问题，提供一种聚表二元复合驱油剂及驱油方法。该方法将含聚氧乙烯聚氧丙烯醚烷基苯磺酸盐表面活性剂驱油剂用于驱油过程中，具有无碱、无腐蚀和积垢伤害、使用浓度低、在高温条件下驱油效率高的优点。

[0008] 为了解决上述技术问题，本发明采用的技术方案如下：一种聚表二元复合驱油剂及驱油方法，将驱油剂在驱油温度40~100℃、总矿化度>3000毫克/升产出水条件下，使地下脱水原油与驱油剂接触，将岩心中的原油充分驱替出来，其中所述的驱油剂以质量份数计包括以下组分：

[0009] (1) 0.01～5.0份的聚氧乙烯聚氧丙烯醚烷基苯磺酸盐；

[0010] (2) 0.01～3.0份的低分子量聚合物；

[0011] (3) 90.0～99.9份的水；

[0012] 其中(1)组分的分子通式为：

[0013] （a）

[0014]

[0015] 或

[0016] （b）

[0017]

[0018] 式中：R1为C1～C20的烷基，R2为H或C1～C6的烷基，R3为C1～C30的烷基 ，M为选自碱金属中的任意一种金属离子或铵基，m为乙氧基团EO的加合数，n为丙氧基团PO的加合数，其取值范围为1～20中的任意一个整数，x、y和z为磺酸基团的个数，其取值范围为（x+y）或z的数值为1~5；聚合物选自高分子量阴离子型聚丙烯酰胺或改性聚丙烯酰胺。

[0019] 上述技术方案中，驱油温度优选范围为60～90℃；所述的产出水总矿化度（TDS）优选范围为5000～20000毫克/升、水型为NaHCO3型；聚合物优选自上述的改性聚丙烯酰胺，粘均分子量优选为500～900万； M优选方案为钾和钠，更优选方案为选自钠；R1优选方案为选自C4～C16的烷基，更优选方案为选自C8～C12的烷基；R2优选方案为H或C1～C4的烷基；R3优选方案为C6～C24的烷基，更优选方案为选自C8～C18的烷基；m、n优选方案为2～10中的任意一个整数，更优选方案为3～8中的任意一个整数（x+y）或z的数值为1~2。

[0020] 优选的技术方案为，所述的产出水总矿化度为5000～20000毫克/升、水型为NaHCO3型。优选的技术方案为，所述的低分子量聚合物为改性聚丙烯酰胺，是由丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸两种单体共聚而成的，两种单体摩尔百分比为70∶20，粘均分子量为500万~800万。优选的技术方案为，所述碱金属为钾；R1为C6～C10的烷基；R2为H或C1～C3的烷基；R3为C10～C16的烷基；m、n为4～7中的任意整数。

[0021] 此驱油方法具体包括以下步骤：

[0022] (1)将岩心恒温烘干至恒重，测量岩心的平均直径及岩心长度，称量岩心干重，测定岩心的气测渗透率；以上述地层水饱和岩心，计算其孔隙体积，于驱油温度下，以原油饱-3 2和岩心，记录饱和原油的体积。其中，岩心渗透率范围为0.1~200×10 µm。

[0023] (2) 将所需量的聚氧乙烯聚氧丙烯醚烷基苯磺酸盐和低分子量聚合物分别加入产出中，室温搅拌1～4小时，得到所需的表面活性剂和聚合物产出水母液；取不同量的表面活性剂与低分子量聚合物母液相混合，得到不同浓度的聚表二元复合驱油剂，测定体系的粘度及与江苏油田沙7脱水原油的油水界面张力。以质量份数计，聚氧乙烯聚氧丙烯醚烷基苯磺酸盐浓度为0.01~1.5wt%，低分子量聚合物浓度为0.03~0.6wt%。

[0024] （3）于40~100℃温度下，以脱水原油饱和人造岩心，记录饱和原油的体积；再以一定的速度泵入地层水，驱至含水达98%以上，计算水驱提高原油的采收率，转注0.1~1pv(岩心孔隙体积)步骤(2)合成的聚表二元复合驱油剂后，水驱至含水100%，计算在水驱基础上提高原油采收率的百分数。-3 2

[0025] 上述技术方案中，（1）步骤中岩心气测渗透率范围优选为10~100×10 µm；（2）步骤中以质量百分比计，聚氧乙烯聚氧丙烯醚烷基苯磺酸盐的用量优选范围为0.05～0.5%；低分子量聚合物的用量优选范围为0.05~0.15wt%（3）步骤中聚表二元复合驱油剂注入PV数优选为0.3~0.9。

[0026] 本发明所制备的驱油剂中的聚氧乙烯聚氧丙烯醚烷基苯磺酸盐表面活性剂，由于非离子和阴离子基团设计在同一分子内，避免了以往油田中采用阴离子和非离子表面活性剂复配体系使用中产生的色谱分离，同时其分子结构中含有乙氧基（丙氧基）非离子基团和磺酸根阴离子基团，使其兼具阴离子表面活性剂的耐温性能和非离子表面活性剂的耐盐优点，从而赋予了该表面活性剂优良的抗温耐盐性能；聚氧乙烯聚氧丙烯醚烷基苯磺酸盐表面活性剂具有较低的临界胶束浓度cmc，低于传统阴离子表面活性剂1~2个数量级，因而使得该表面活性剂的使用浓度范围宽，可解决油田现场使用过程中因表面活性剂浓度逐步下降而导致的界面张力上升问题，使得表面活性剂在井下运移过程中，即使浓度较低仍可保持超低的油水界面张力，从而能够提高驱油效率；低分子量的改性聚丙烯酰胺，在保证其注入性的同时，由于采用了2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸聚合单体，赋予该聚合物较好的耐温抗盐性能，使得聚合物在低渗透地层具有较好的耐剪切性能，保持一定的粘度，对非均质低渗透地层提高原油采收率具有较好的作用。

[0027] 采用本发明的聚表二元复合驱油剂及驱油方法，在无碱条件下，可用于地层温度60~90℃、矿化度5000～20000毫克/升的NaHCO3型江苏油田沙7区块产出水和原油，以质量百分比计，用量为0.05～0.3wt% 聚氧乙烯聚氧丙烯醚烷基苯磺酸盐与0.05～0.15wt%上述的低分子量改性聚丙烯酰胺形成驱油剂组合物，测定了该组合物水溶液的表观粘度及-2 -4
与江苏油田沙7区块脱水原油之间的动态界面张力值，可达10 ～10 mN/m的超低界面张力，经物理模拟驱替试验室内评价，该驱油剂能在水驱基础上提高原油采收率可达14.9%，取得了较好的技术效果。

附图说明

[0028] 图1为模拟岩心驱替试验流程图。

[0029] 图1中，1为平流泵，2为六通阀，3为中间容器，4为药剂罐，5为压力泵，6为六通阀，7为填砂管，8为量筒。

[0030] 下面通过实施例对本发明作进一步阐述。

具体实施方式

[0031] 【实施例1】

[0032] （1）将泥质人造岩心恒温烘干至恒重，测量岩心的平均直径及岩心长度，称量岩心干重，测定岩心的气测渗透率；以上述产出水饱和岩心，测试其孔隙体积；以沙7区块脱水原油饱和岩心，记录饱和原油的体积，结果如表1所示。岩心气测渗透率用HKGP-3型致密岩心气体渗透率孔隙度测定仪测定。

[0033] 表1

[0034]

[0035] (2) 将辛基苯酚聚氧乙烯（m=6）聚氧丙烯醚（n=2）丁基苯磺酸钠（x+y=1）、上述的低分子量改性聚丙烯酰胺（M=600万）和江苏油田沙7产出水（TDS 15000mg/L）混合搅拌3小时，得到一种均匀的表面活性剂/聚合物二元复合驱油剂，测定二元体系的粘度及与江苏油田沙7脱水原油的油水界面张力，测试温度为85℃，结果见表2所示。表观粘度由美国Brookfield公司的BROODFIELD I型粘度计测定，界面张力由美国德克萨斯大学生产的TX500型旋转滴界面张力仪测定。

[0036] 表2

[0037]驱油体系 界面张力(mN/m) 粘度( mPa.s)
0.08wt%P1+0.05wt%S1 0.0067 2.9
0.08wt%P1+0.1 wt%S1 0.0009 2.8
0.08wt%P1+0.3wt%S1 0.0026 3.0
0.08wt%P1+0. 5wt%S1 0.0012 3.0
0.1wt%P1+0.05wt%S1 0.0056 3.2
0.1wt%P1+0.1 wt%S1 0.0023 3.2
0.1wt%P1+0.3wt%S1 0.0008 3.3
0.1wt%P1+0. 5wt%S1 0.0011 3.2
0.12wt%P1+0.05wt%S1 0.0078 3.7
0.12wt%P1+0.1 wt%S1 0.0034 3.6
0.12wt%P1+0.3wt%S1 0.0013 3.6
0.12wt%P1+0. 5wt%S1 0.0047 3.6

[0038] 注：表中P1为低分子量改性聚丙烯酰胺（M=600万）；S1为辛基苯酚聚氧乙烯（m=6）聚氧丙烯醚（n=2）丁基苯磺酸钠（x+y=1）。

[0039] （3）于85℃温度下，以0.2ml/min的速度泵入沙7产出水（TDS 15000mg/L），驱至采出液含水达98%以上，计算水驱提高原油的采收率，转注0.5pv(岩心孔隙体积)步骤(2)合成的表面活性剂/聚合物二元复合驱油剂后，水驱至含水99%以上，计算在水驱基础上提高原油采收率的百分数，同时与注相同PV的表面活性剂及聚合物单剂相对比，结果见表3所示。采用的模拟岩心驱替试验流程如图1所示。

[0040] 表3

[0041]

[0042] 注：表3中 P1、 S1同表2。

[0043] 【实施例2】

[0044] （1）同【实施例1】（1），岩心基本数据及原油饱和度见表4所示。

[0045] 表4

[0046]

[0047] （2） 将聚氧乙烯聚氧丙烯醚烷基苯磺酸盐、上述的低分子量改性聚丙烯酰胺（M=900万）和江苏油田沙7产出水（TDS 20000mg/L）混合搅拌4小时，得到一种均匀的聚表二元驱油剂，同【实施例1】（2）测定二元体系的粘度及油水界面张力，结果见表5所示。

[0048] 表5

[0049]驱油体系 界面张力 （mN/m） 粘度 （mPa.s）
0.05wt%P2+0.05wt%S2 0.0125 2.9
0.05wt%P2+0.1 wt%S2 0.0034 2.8
0.05wt%P2+0.3wt%S2 0.0029 2.9
0.08wt%P2+0.05wt%S2 0.0236 3.2
0.08wt%P2+0.1wt%S2 0.0025 3.3
0.08wt%P2+0.3wt%S2 0.0009 3.3
0.05wt%P2+0.05wt%S3 0.0045 2.5
0.05wt%P2+0.1 wt%S3 0.0007 2.6
0.05wt%P2+0.3wt%S3 0.0009 2.5
0.08wt%P2+0.05wt%S3 0.0055 2.9
0.08wt%P2+0.1wt%S3 0.0012 3.0
0.08wt%P2+0.3wt%S3 0.0008 3.0

[0050] 注：表中P2为低分子量改性聚丙烯酰胺（M=900万）；S2为壬基苯酚聚氧乙烯（m=3）聚氧丙烯醚（n=3）甲基苯磺酸钠（x+y=1）；S3为十二烷基苯酚聚氧乙烯（m=2）聚氧丙烯醚（n=10）苯磺酸钠（x+y=2）。

[0051] （3）于75℃温度下，以0.2ml/min的速度泵入沙7产出水（TDS 20000mg/L），驱至采出液含水达98%以上，计算水驱提高原油的采收率，转注0.8pv(岩心孔隙体积)步骤(2)合成的表面活性剂/聚合物二元复合驱油剂后，水驱至含水99%以上，计算在水驱基础上提高原油采收率的百分数，结果见表6所示。采用的模拟岩心驱替试验流程如图1所示。

[0052] 表6

[0053]

[0054] 注：表6中 P2、 S2、S3同表5。

[0055] 【实施例3】

[0056] （1）同【实施例1】（1），岩心基本数据及原油饱和度见表7所示。

[0057] 表7

[0058]

[0059] （2） 将聚氧乙烯聚氧丙烯醚烷基苯磺酸盐、上述的低分子量改性聚丙烯酰胺（M=700万）和江苏油田沙7产出水（TDS 10000mg/L）混合搅拌2.5小时，得到一种均匀的聚表二元驱油剂，同【实施例1】（2）测定二元体系的粘度及油水界面张力，结果见表8所示。

[0060] 表8

[0061]驱油体系 界面张力（mN/m） 粘度 （mPa.s）
0.08wt%P3+0.05wt%S4 0.0338 2.1
0.08wt%P3+0.1 wt%S4 0.0026 2.1
0.08wt%P3+0.3wt%S4 0.0021 2.2
0.1wt%P3+0.05wt%S4 0.0239 2.4
0.1wt%P3+0.1wt%S4 0.0034 2.2
0.1wt%P3+0.3wt%S4 0.0012 2.5
0.08wt%P3+0.05wt%S5 0.0078 2.3
0.08wt%P3+0.1 wt%S5 0.0032 2.5
0.08wt%P3+0.3wt%S5 0.0022 2.6
0.1wt%P3+0.05wt%S5 0.0065 2.8
0.1wt%P3+0.1wt%S5 0.0009 2.8
0.1wt%P3+0.3wt%S5 0.0029 2.7

[0062] 注：表中P3为低分子量改性聚丙烯酰胺（M=700万）；S4为辛醇聚氧乙烯（m=2）聚氧丙烯醚（n=8）丁基苯磺酸钠（z=1）；S5为十八醇聚氧乙烯（m=6）聚氧丙烯醚（n=2）苯磺酸钾（z=1）。

[0063] （3）同【实施例2】（3），不同为驱替温度65℃，沙7产出水的矿化度为10000mg/L，表面活性剂/聚合物二元复合驱油剂注入0.4pv，结果见表9所示。

[0064] 表9

[0065]

[0066] 注：表9 中 P3、 S4、S5同表8。

[0067] 【实施例4】

[0068] （1）同【实施例1】（1），岩心基本数据及原油饱和度见表10所示。

[0069] 表10

[0070]

[0071] （2） 将二十二醇聚氧乙烯（m=8）聚氧丙烯醚（n=2）乙基苯磺酸钠（z=2）、上述的低分子量改性聚丙烯酰胺（M=500万）和江苏油田沙7产出水（TDS 5000mg/L）混合搅拌1小时，得到一种均匀的聚表二元驱油剂，同【实施例1】（2）测定二元体系的粘度及油水界面张力，结果见表11所示。

[0072] 表11

[0073]驱油体系 界面张力 （mN/m） 粘度 （mPa.s）
0.1wt%P4+0.1wt%S6 0.0033 1.8
0.1wt%P4+0.3 wt%S6 0.0011 1.9
0.1wt%P4+0.5wt%S6 0.0006 1.8
0.15wt%P4+0.1wt%S6 0.0041 2.7
0.15wt%P4+0.3 wt%S6 0.0008 2.7
0.15wt%P4+0.5wt%S6 0.0032 2.9

[0074] 注：表中P4为低分子量改性聚丙烯酰胺（M=500万）；S6为二十二醇聚氧乙烯（m=8）聚氧丙烯醚（n=2）乙基苯磺酸钠（z=2）。

[0075] （3）同【实施例1】（3），不同为驱替温度90℃下，沙7产出水的矿化度为5000mg/L，表面活性剂/聚合物二元复合驱油剂注入0.3pv，结果见表12所示。

[0076] 表12

[0077]

[0078] 注：表12中 P4、 S6同表11。

[0079] 【实施例5】

[0080] 同【实施例1】，不同之处以洗净油的沙7天然岩心替代泥质人造岩心进行驱替试验，岩心基本参数见表13、驱替试验结果见表14所示。

[0081] 表13

[0082]

[0083] 表14

[0084]

[0085] 【比较例1】

[0086] 同【实施例1】，不同之处以十八烷基苯磺酸钠替代将辛基苯酚聚氧乙烯（m=6）聚氧丙烯醚（n=2）丁基苯磺酸钠（x+y=1），其余相同，岩心基本参数见表15、驱替试验结果见表16所示。

[0087] 表15

[0088]

[0089] 表16

[0090]

[0091] 注：表16中S7为十八烷基苯磺酸钠， P1为低分子量改性聚丙烯酰胺（M=600万）。

[0092] 【比较例2】

[0093] 同【实施例1】，不同之处以阴离子型聚丙烯酰胺（M=650万）替代低分子量改性聚丙烯酰胺（M=600万），其余相同，岩心基本参数见表17、驱替试验结果见表18所示。

[0094] 表17

[0095]

[0096] 表18

[0097]

[0098] 注：表18中P5为阴离子型聚丙烯酰胺（M=650万），S1为辛基苯酚聚氧乙烯（m=6）聚氧丙烯醚（n=2）丁基苯磺酸钠（x+y=1）。